中国储能网讯：2024年，“新型储能”首次被写入政府工作报告。新型储能快速增长，很大程度上得益于新能源配套储能的政策要求。但与此同时，新型储能利用率不高、供需不匹配、成本回收难等问题都摆在眼前。

  为此，eo选取山东、湖南、广东三地作为样本，深入了解各地在新能源配储上的做法与考量，探讨如何最大限度发挥新型储能在电力系统中的价值。

湖南：供需矛盾显现

  湖南新型储能发展也表现不俗。国家能源局数据显示，截至2023年底，湖南新型储能装机达到266万千瓦，较2022年底增长超300%，增速和累计装机规模均居全国前列。

  “湖南对新型储能有较强烈的需求。”湖南电力从业人员介绍，湖南电网的负荷峰谷差居全国前列，用电负荷高峰期保供压力大和4、5月汛期清洁能源消纳困难的情况并存，电力系统的调峰能力较为欠缺。随着风电、光伏等新能源规模化发展，系统转动惯量和支撑能力不足等问题也逐步显现。

  2021年10月，湖南省发展改革委印发《关于加快推动湖南省电化学储能发展的实施意见》（以下简称《实施意见》），提出风电、集中式光伏发电项目应分别按照不低于装机容量15%、5%比例，储能时长2小时配建储能电站。

  熟悉湖南新型储能的人士介绍，在《实施意见》出台前，当地电网公司已积极推动风电和光伏发电项目配置一定比例的储能。“在新能源加速并网的背景下，电力系统有实际调节需求。湖南能源相关部门意识到湖南能源发展存在的客观问题，于是根据新能源发展需求设计电化学储能发展路径。”

  2023年12月印发的《湖南省新型电力系统发展规划纲要》（以下简称《规划纲要》）提出，到2025年，省内新型储能装机规模计划达到300万千瓦。该人士介绍，上述储能装机规划是根据湖南新能源发展规划匹配制订的，目的是实现新能源弃电率低于5%。

  “对新能源企业来说，不配储当然好，但从整个电力系统的角度看，会造成弃风弃光率上升，增加发电企业投资收益的不确定性。”该人士表示。

  《实施意见》显示，新能源项目可通过自建或市场租赁的方式满足配储要求。《南方能源观察》了解到，目前湖南发电企业普遍采取租赁储能容量的模式。

  上述熟悉湖南新型储能的人士介绍，根据能否通过峰谷电价差套利，湖南业界普遍将新型储能分为并网型储能和用户侧储能。租赁费是并网型储能的主要收入，占比约八成。并网型储能也能参与调峰辅助服务市场。“调峰需求不固定且有一定的价格上限，这部分收入基本能覆盖电站的运维成本。”根据2024年1月印发的《湖南省发展和改革委员会关于明确我省电化学独立储能电站充放电价格及有关事项的通知》，电化学独立储能电站的充电价格执行分时电价政策，充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加，放电价格参照湖南燃煤发电基准价0.45元/千瓦时执行。

  2023年3月1日，湖南在国内首次探索新型储能容量市场交易试点，发电企业和储能企业通过双边协商、挂牌等方式达成交易，目的是优化新型储能资源配置和疏导成本，首批交易容量为63万千瓦。“配储的出发点是让新能源企业承担系统调节的社会责任，政策制定也充分考虑了各种类型储能的盈利模式，目的是让投资方能最大程度回收成本。”

租赁价格减半

  在新型储能装机成倍增长的同时，2023年湖南的储能租赁价格腰斩。熟悉湖南新型储能的人士指出，新型储能的装机增速高于新能源的投产速度，储能容量供过于求，导致租价大跌。

  2022年9月，湖南省发展改革委印发《关于开展2022年新能源发电项目配置新型储能试点工作的通知》，提出在2022年12月底前、2023年6月底前实现全容量并网的新型储能项目，在计算其作为新能源发电项目配建的容量时，分别按照装机容量的1.5、1.3倍计算。据介绍，满足1.5倍膨胀系数的储能企业，其实建10兆瓦的容量可视为15兆瓦并租给更多的新能源企业，可以形成更低的市场价格优势，提升总营收。

  在政策刺激下，一批储能企业在上述时间节点前并网，2023年上半年，湖南新增新型储能装机200万千瓦，新增规模全国第一。参与湖南新型储能政策制定的从业人员坦言：“新型储能增量远超政策制定者的预期，这还是在抽水蓄能给新型储能‘降温’的情况下。”在发力新型储能的同时，湖南也在抓紧建设抽水蓄能电站。截至2023年10月底，湖南在建抽水蓄能电站7座，规模达1040万千瓦，到2030年，湖南全省的抽水蓄能装机计划达到2000万千瓦。

  上述人士表示，从保障电网安全和消纳新能源的角度看，湖南对新型储能有客观需求。但由于新能源项目用地用林管理等问题，2023年新能源投产情况未达预期，原规划新能源并网所需的储能容量无法消化。储能容量过剩叠加成本大幅下降，储能市场租赁价格不断下降，储能投资方受到较大的影响。

  他介绍说，2小时储能系统的租赁商业模型，是按年租金40万元/兆瓦制定的。在一年半的时间内，年租金从最高46万元/兆瓦降至12万元/兆瓦左右，有储能企业的招标价格已下探至8万元/兆瓦。

容量待消纳

  熟悉湖南新型储能的人士表示，虽湖南新型储能容量出现一定的过剩现象，但是从电力系统调节需求的角度看，新型储能的有效配置比例仍然较低。考虑到新能源规模仍将增加以及当前储能的供给，配储政策仍将继续执行。

  根据《湖南省“十四五”可再生能源发展规划》，到2025年，湖南风电和光伏发电装机将分别达到1200万千瓦和1300万千瓦。该人士透露，为实现规划目标，“十四五”后两年，湖南需投产风光发电装机600万—800万千瓦。但也有意见认为，受资源禀赋和国土资源相关政策影响，湖南大型集中式新能源项目开发空间不大，对后续新能源开发前景持保守态度。该人士表示：“近两年，湖南的存量新型储能消纳速度可能会比较慢，储能企业的投资意愿有所减弱。但随着新能源逐步投产和各项政策落地，新型储能的消化情况会好转。”

  他提到，光伏、风机设备造价下降较快，且降速比储能设备快，新能源企业的成本承受力略有提高。“新能源行业的整体成本呈下降态势，利好新型储能发展。”他也看好新型储能支持系统调节的前景：“新型储能的调节规模不大、时长较短，但能在较短时间内，对保护电网安全、降低损耗起到非常大的作用。”

  某发电集团湖南区域公司从业人员表示，长远来看，配储有利于更大规模地开发新能源。但他也坦言，配储对新能源项目特别是存量项目造成较大的盈利压力。“已投产的项目要增加一笔额外成本，在新能源市场竞争激烈、收益率已经偏低的情况下，项目很可能达不到投资收益率考核要求，甚至会亏损。”

  目前，磷酸铁锂电池是湖南新型储能的主要技术路线。上述从业人员认为，由于电化学储能的使用次数、效率有限且寿命较短，作为提供系统调节服务的资源，其实际上是一种过渡产品。随着一批抽水蓄能投产、氢储能技术成熟，调节资源将有更多选择的空间。“电化学储能使用会造成充放电损耗。如果未来电解制氢成本下降且有较成熟的商业模式，新能源所发绿电可高效转化为氢燃料、甲醇等产品并应用于多元场景，逐步形成一个健康的产业链，电力系统对电化学储能的需求可能会下降。”